ope_as (524164), страница 19

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 19)

Проверка плотности клапанов должна проводиться после монтажа турбины, перед испытанием автомата безопасности повышением частоты вращения, перед остановом турбины в капитальный ремонт, при пуске после него, но не реже 1 раза в год. При выявлении в процессе эксплуатации турбины признаков снижения плотности клапанов (при пуске или останове турбины) должна быть проведена внеочередная проверка их плотности.

14.3.8. Стопорные и регулирующие клапаны свежего пара и пара промперегрева, стопорные (отсечные) и регулирующие клапаны (диафрагмы) отборов пара, отсечные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками пара должны расхаживаться: на полный ход — перед пуском турбины и в случаях, предусмотренных местной инструкцией или инструкцией завода-изготовителя; на часть хода — ежесуточно во время работы турбины.

При расхаживании клапанов на полный ход должны быть проконтролированы плавность их хода и посадка.

14.3.9. Посадка обратных клапанов всех отборов должна быть проверена перед каждым пуском и при останове турбины, а при нормальной работе 1 раз в месяц, если заводом-изготовителем не установлены иные сроки. При неисправности обратного клапана работа турбины с соответствующим отбором пара запрещается.

14.3.10. Проверка времени закрытия стопорных (защитных, отсечных) клапанов, а также снятие характеристик системы регулирования на остановленной турбине и при ее работе на холостом ходу для проверки их соответствия требованиям п. 14.3.3 настоящих Правил и данным завода-изготовителя должны выполняться:

— после монтажа турбины;

— непосредственно до и после капитального ремонта или ремонта основных узлов системы регулирования или парораспределения.

Кроме того, после монтажа турбины или капитального ее ремонта, а также ремонта основных узлов систем регулирования и парораспределения должны быть сняты характеристики регулирования при работе турбины под нагрузкой, необходимые для построения статической характеристики.

14.3.11. Испытание системы регулирования турбины мгновенным сбросом нагрузки, соответствующей максимальному расходу пара, должны выполняться:

— при приемке турбин в эксплуатацию после монтажа;

— после реконструкции, изменяющей динамическую характеристику турбоагрегата или статическую и динамическую характеристики системы регулирования.

Испытания системы регулирования серийных турбин, оснащенных электрогидравлическими преобразователями (ЭГП), могут быть произведены путем парового сброса нагрузки (мгновенным закрытием только регулирующих клапанов) без отключения генератора от сети.

На головных образцах турбин и на первых образцах турбин, подвергшихся реконструкции (с изменением динамической характеристики агрегата или характеристик регулирования), и на всех турбинах, не оснащенных ЭГП, испытания должны проводиться со сбросом электрической нагрузки путем отключения генератора от сети.

14.3.12. При выявлении отклонений фактических характеристик регулирования и защиты от нормативных значений, увеличения времени закрытия клапанов сверх указанного заводом-изготовителем или в местной инструкции или ухудшения их плотности должны быть определены причины этих отклонений.

14.3.13. Эксплуатация турбин с введенным в работу ограничителем мощности допускается как временное мероприятие только по условиям механического состояния турбоустановки с разрешения главного инженера АС. При этом нагрузка турбины должна быть ниже уставки ограничителя не менее чем на 5 %.

14.3.14. При эксплуатации систем маслоснабжения турбоустановки должны быть обеспечены:

— надежность работы агрегатов на всех режимах;

— пожаробезопасность;

— поддержание нормального качества масла и температурного режима;

— предотвращение протечек масла и попадания его в охлаждающую систему.

14.3.15. Резервные и аварийные масляные насосы систем смазки, регулирования, уплотнения и устройства их автоматического включения должны проверяться в работе 2 раза в месяц при работе турбоагрегата, а также перед каждым его пуском и остановом.

Для турбин, у которых рабочий и резервный маслонасосы систем смазки имеют индивидуальные электроприводы, проверка автоматического включения включения резерва перед остановом не проводится.

14.3.16. У турбин, оснащенных системами предотвращения развития горения масла на турбоагрегате, электрическая схема системы защиты “Пожар  масло” должна быть проверена перед пуском из холодного состояния.

14.3.17. Запорная арматура, установленная на маслопроводах до и после маслоохладителей, на всасывающих и напорных сторонах резервных и аварийных маслонасосов, до и после выносных фильтров на линиях аварийного слива масла из маслобаков турбин и в схеме масляных уплотнений вала генератора, должны быть опломбированы в рабочем положении.

14.3.18. При эксплуатации конденсационной установки должна быть обеспечена экономичная и надежная работа турбины во всех режимах эксплуатации с соблюдением нормативных температурных напоров в конденсаторе и норм качества конденсата.

14.3.19. При эксплуатации конденсационной установки должны проводиться:

— профилактические мероприятия по предотвращению загрязнений трубок конденсатора со стороны охлаждающей воды (обработка охлаждающей воды химическими и физическими методами, применение шарикоочистных установок и т.п.);

— периодические чистки конденсаторов при повышении давления отработавшего пара по сравнению с нормальными значениями на 0,005 кгс/см2 (0,5 кПа) из-за загрязнений поверхностей охлаждения;

— контроль за чистотой поверхности охлаждения и трубных досок конденсатора;

— контроль за расходом охлаждающей воды (непосредственным измерением расхода или по тепловому балансу конденсаторов), оптимизация расхода охлаждающей воды в соответствии с ее температурой и паровой нагрузкой конденсатора;

— проверка плотности вакуумной системы и ее уплотнение; присосы воздуха (кг/ч) в диапазоне изменения паровой нагрузки конденсатора 40-100 % должны быть не выше значений, определяемых по формуле

Gb = 1,5  (8 + 0,065N),

где N — номинальная электрическая мощность турбоустановки АС на конденсационном режиме, МВт;

— проверка водяной плотности конденсатора путем систематического контроля солесодержания конденсата;

— проверка содержания кислорода в конденсате после конденсатных насосов.

— контроль за радиоактивностью конденсата и парогазовой смеси на выхлопе из пароструйных эжекторов (для паротурбинных установок АС). Методы контроля за работой конденсационной установки и его периодичность определяются местной инструкцией в зависимости от конкретных условий эксплуатации.

14.3.20. При эксплуатации оборудования системы регенерации в соответствии с техническими условиями проекта должны обеспечивать:

— нормативные температуры питательной воды (конденсата) за каждым подогревателем и конечный ее подогрев;

— надежность теплообменных аппаратов во всех режимах работы турбоустановки.

Степень нагрева питательной воды (конденсата), температурные напоры, переохлаждение конденсата греющего пара в подогревателях системы регенерации должны проверяться до и после капитального ремонта турбоустановки, после ремонта подогревателей и периодически по графику (не реже 1 раз в месяц).

14.3.21. Эксплуатация подогревателей высокого давления (ПВД) при отсутствии или неисправности элементов их защиты и неисправности клапанов регуляторов уровня запрещается.

При наличии группового аварийного обвода ПВД при отсутствии или неисправности элементов защит или неисправности клапана регуляторов уровня хотя бы на одном из ПВД, а также при отключении по пару любого ПВД эксплуатация всей группы запрещается.

Подача питательной воды в ПВД без включения защиты запрещается.

При обнаружении неисправности защиты подогревателя или клапана регулятора уровня ПВД или группа ПВД должны быть немедленно отключены. При неисправном состоянии каких-либо других, кроме клапана, элементов системы автоматического регулирования уровня и невозможности быстрого устранения дефекта на работающем оборудовании подогреватель (или группа ПВД) должен быть выведен из работы в срок, определяемый главным инженером электростанции.

14.3.22. Резервные питательные насосы, а также другие насосные агрегаты, находящиеся в автоматическом резерве, должны быть исправными и в постоянной готовности к пуску — с открытыми задвижками на входном и выходном трубопроводах.

Проверка их включения и плановый переход с работающего насоса на резервный должны проводиться по графику, но не реже 1 раза в месяц.

14.3.23. Перед пуском турбины из ремонта или холодного состояния должна быть проверена исправность и готовность к включению основного и вспомогательного оборудования, блокировок, средств технологической защиты, дистанционного автоматического управления, контрольно-измерительных приборов, средств информации и оперативной связи. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены.

Средства защиты и блокировки при пусках агрегата из других состояний должны проверяться в соответствии с местными инструкциями.

Руководить пуском турбины должен начальник смены цеха или старший машинист, а после ее капитального или среднего ремонта — начальник цеха или его заместитель.

14.3.24. Пуск турбины запрещается в случаях:

— отклонений показателей теплового и механического состояний турбины от допустимых значений;

— неисправности хотя бы одной из защит, действующих на останов турбины;

— дефектов системы регулирования и парораспределения, которые могут привести к разгону турбины;

— неисправности одного из масляных насосов смазки, регулирования, уплотнений генератора и устройств их автоматического включения;

— отклонения качества масла от норм на эксплуатационные масла или снижения температуры масла ниже установленного заводом-изготовителем предела;

— отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм.

14.3.25. Без включения валоповоротного устройства подача пара на уплотнения турбины, сброс горячей воды и пара в конденсатор, подача пара для прогрева турбины запрещается. Условия подачи пара в турбину, не имеющую валоповоротного устройства, определяются местной инструкцией.

Сброс в конденсатор рабочей среды из паропроводов и подача пара в турбину для ее пуска должны осуществляться при давлениях пара в конденсаторе, указанных в инструкциях или других документах заводов-изготовителей турбин, но не выше 0,6 кгс/см2 (60 кПа).

14.3.26. При эксплуатации турбоагрегатов среднеквадратические значения виброскорости подшипниковых опор должны быть не выше 4,5 мм/с.

При превышении нормативного значения вибрации должны быть приняты меры к ее снижению в срок не более 30 суток.

При вибрации свыше 7,1 мм/с эксплуатировать турбоагрегаты более 7 суток запрещается. При наличии системы защиты по предельному уровню вибрации уставка срабатывания должна быть настроена на отключение турбоагрегата при вибрации 11,2 мм/с.

Турбина должна быть немедленно остановлена, если при установившемся режиме происходит одновременное внезапное изменение вибрации двух опор одного ротора, или смежных опор, или двух компонентов вибрации оной опоры на 1 мм/с и более от любого начального уровня.

Турбина должна быть разгружена и остановлена, если происходит плавное (в течение примерно 3 суток) возрастание любого компонента вибрации одной из опор подшипников на 2 мм/с.

Эксплуатация турбоагрегата при низкочастотной вибрации больше 1,8 мм/с недопустима. При появлении низкочастотной вибрации, превышающей 1 мм/с, должны быть приняты меры к ее устранению в срок, определенный главным инженером, но не более 7 суток.

Вибрация должны измеряться и регистрироваться с помощью стационарной аппаратуры непрерывного контроля, обеспечивающей измерение вибраций всех опорных и опорно-упорных подшипников турбоагрегатов в трех взаимно перпендикулярных направлениях: вертикальном, горизонтально-поперечном и горизонтально-осевом по отношению к оси вала турбоагрегата.

Временно, до оснащения необходимой аппаратурой, разрешается контроль вибрации по размаху виброперемещения. Сопоставление измеренных размахов колебаний с нормативными среднеквадратическими значениями виброскоростей осуществляется исходя из следующих соотношений:

Среднеквадратическое значение

виброскорости, мм/с 4,5 7,1 11,2

Эквивалентное значение размаха

виброперемещений, мкм,

при частоте вращения турбины:

1500 об/мин 50 130 200

3000 об/мин 30 65 100

Изменение вибрации на 1мм/с эквивалентно изменению размаха колебаний на 20 мкм.

Для турбоагрегатов мощностью менее 200 МВт допускается использование переносных виброизмерительных приборов. Периодичность контроля должна устанавливаться местной инструкцией в зависимости от вибрационного состояния турбоагрегата, но не реже 1 раза в месяц.

Характеристики

Список файлов стандарта